李浩原 ，王文娟， 劉 超，李文津， 曾維雯， 雷雨田

(1.中國電力工程顧問集團(tuán)中南電力設(shè)計院有限公司，湖北 武漢 430071;2.國網(wǎng)四川省電力公司成都市青白江供電分公司,四川 成都 610300)

0 引 言

隨著社會經(jīng)濟(jì)的發(fā)展，城市用電量越來越大，而大規(guī)模發(fā)電裝置往往遠(yuǎn)離負(fù)荷中心，需要長距離的電能輸送。為了降低電能傳輸中的損耗，一般會采用超高壓或特高壓輸電線路進(jìn)行大負(fù)荷電能的輸送[1]。

架空輸電線路是目前最常用的輸電方式，一般多用于輸電走廊寬裕的地區(qū)，而對于輸電走廊緊張的城市，其適用性受到限制。而氣體絕緣金屬封閉輸電線路(gas-insulated transmission line, GIL)具有輸電容量大、占地少、維護(hù)量小、環(huán)境影響小等顯著優(yōu)點，逐漸成為特殊環(huán)境下替代架空線路的首選[2-3]。GIL是一種采用SF6氣體或SF6與N2混合氣體絕緣[4-5]、金屬外殼與導(dǎo)體同軸布置的高電壓、大電流電力傳輸設(shè)備。作為當(dāng)今世界的先進(jìn)輸電技術(shù)，GIL提供了一個緊湊、可靠、經(jīng)濟(jì)的電力輸送方式[6-7]。GIL采用全封閉式結(jié)構(gòu)，管道內(nèi)部的絕緣氣體間隙和絕緣子(支柱絕緣子和盆式絕緣子)的絕緣性能不受外界環(huán)境中各類污穢、雨雪和覆冰的影響，不存在發(fā)生污閃和覆冰閃絡(luò)的可能，可以替代高寒、多雨雪、重污穢地區(qū)的架空輸電線路，相對于架空線來說GIL故障率更低，運行更為安全可靠[8-10]。

由于GIL的上述優(yōu)良性能，使其成為復(fù)雜地形或走廊緊張地區(qū)高壓大容量輸電的首選方案。某工程擬建設(shè)地下綜合管廊，將兩回500 kV架空線路部分改入綜合管廊，采用兩回500 kV GIL敷設(shè)于地下管廊中。改造后，原純架空輸電線路變成了GIL-架空線混合線路。由于架空線與GIL的線路參數(shù)存在明顯的差異，由此可能造成改造后的混合線路阻抗發(fā)生變化，繼而引起線路的故障特性發(fā)生變化，因此有必要對此進(jìn)行研究，以保障改造后輸電系統(tǒng)的安全運行。

文獻(xiàn)[1]根據(jù)單相GIL的幾何結(jié)構(gòu)研究了單相GIL金屬外殼和內(nèi)導(dǎo)體的電流和磁場分布特征，討論了GIL的磁場分布對GIL電氣參數(shù)的影響。文獻(xiàn)[11]研究了水平對稱三相GIL的磁場分布特性，給出了水平對稱三相GIL磁場分布和阻抗的數(shù)值計算結(jié)果。文獻(xiàn)[12-13]考慮輸電線路的集膚效應(yīng)和鄰近效應(yīng)對GIL線路參數(shù)的影響，給出了考慮集膚效應(yīng)和鄰近效應(yīng)的GIL模型。文獻(xiàn)[14]根據(jù)GIL的電氣參數(shù)特征，采用無損貝瑞隆模型建立了GIL-架空線混聯(lián)線路系統(tǒng)模型。上述文獻(xiàn)研究了GIL的電氣參數(shù)，但均未考慮純架空輸電線路部分改造為GIL后系統(tǒng)故障特性的變化。因此，擬針對該500 kV GIL與架空線混合線路工程，建立PSCAD仿真模型，研究該混合線路的故障特性，并將其與改造前的純架空輸電線路進(jìn)行對比，得出二者故障特性的差異，對架空線進(jìn)行GIL改造提出建議。

1 GIL結(jié)構(gòu)和接地方式

GIL的幾何結(jié)構(gòu)如圖1所示，內(nèi)部芯線為傳輸電能的載體，采用高電導(dǎo)率的鋁合金材質(zhì)，考慮交流電的集膚效應(yīng)，芯線內(nèi)部設(shè)計為中空。金屬外殼和芯線為鋁合金材質(zhì)，芯線與金屬外殼同軸布置，金屬外殼和芯線之間充有高壓絕緣氣體SF6。

圖1 GIL橫截面結(jié)構(gòu)

GIL目前常用的敷設(shè)方式主要有架空敷設(shè)、直埋敷設(shè)和隧道敷設(shè)3種。不論何種敷設(shè)方式，為實現(xiàn)對芯線的電磁屏蔽和保障故障時人身和設(shè)備的安全，GIL的金屬外殼會進(jìn)行接地處理，所研究的工程中GIL線路的長度為6 km，GIL沿線裝設(shè)接地銅排，每隔30 m用接引線將外殼接到接地銅排上，然后將接地銅排的兩端接地。

2 GIL-架空線混合線路仿真建模

所研究的架空線改造工程改造后的輸電線路系統(tǒng)如圖2所示。圖2中，終端站1側(cè)的架空線長度為15 km，終端站2側(cè)的架空線長度為9.5 km，GIL長度為6 km。GIL的制作工藝、敷設(shè)環(huán)境、幾何架構(gòu)等與架空線有顯著區(qū)別，無法采用常規(guī)架空線模型進(jìn)行等效和模擬。因此，首先針對GIL輸電線路進(jìn)行建模，以實現(xiàn)GIL-架空線混合線路的精確電磁暫態(tài)仿真建模，進(jìn)而對GIL-架空混合線路的故障特性進(jìn)行仿真與分析。

圖2 500 kV GIL-架空混合線路系統(tǒng)

采用常用的電磁暫態(tài)仿真計算軟件PSCAD/EMTDC進(jìn)行GIL-架空線混合線路的建模。

1)GIL仿真模型

采用PSCAD/EMTDC中的Cable模型進(jìn)行GIL的模擬，Cable模型可以在其Layer Configuration中設(shè)置為C1丨I1丨C2(C表示導(dǎo)體，I表示絕緣層)，與GIL對應(yīng)的結(jié)構(gòu)即為：金屬芯線丨氣體絕緣層丨金屬外殼，同時該模型的芯線可設(shè)置為中空的形式，與GIL的芯線結(jié)構(gòu)完全一致。各材料層通過電氣參數(shù)設(shè)置來體現(xiàn)其電氣特性。

圖3為PSCAD中Cable模型的界面，根據(jù)表1中參數(shù)進(jìn)行模型的設(shè)置，該模型表示的參數(shù)為中空芯線內(nèi)半徑0.075 m、外半徑0.090 m，絕緣氣體層厚度0.187 m，金屬外殼內(nèi)半徑0.277 m，金屬外殼外半徑0.285 m。

圖3 PSCAD中Cable模型界面

2)GIL-架空線混合線路模型

架空線采用PSCAD中的Transmission Lines模型，該模型可詳細(xì)模擬架空輸電線路的桿塔、導(dǎo)線和地線的參數(shù)。采用頻率相關(guān)模型搭建GIL-架空線混合線路中架空線路段的模型，架空線的幾何參數(shù)根據(jù)實際參數(shù)進(jìn)行設(shè)定。架空線路段的模型與GIL的模型相連，構(gòu)成整體的混合線路模型。

500 kV GIL-架空混合線路仿真模型如圖4所示。其中，架空輸電線路1段和2段的長度分別為15 km和9.5 km，架空線為兩個單回500 kV線路。終端站1側(cè)電源電壓為500 kV，電源的正序阻抗為0.303 2+j4.915 5 Ω，零序阻抗為0.303 2+j5.043 9 Ω；終端站2側(cè)電源電壓為500 kV，電源的正序阻抗為1.130 1+j7.331 6 Ω，零序阻抗為1.130 1+j7.524 6 Ω。中間的GIL區(qū)段的長度為6 km，用于模擬兩回GIL，分別與兩回架空線連接。

圖4 500 kV GIL-架空線混合線路模型

GIL-架空混合線路改造前是與混合線路長度相同的純架空輸電線路，桿塔結(jié)構(gòu)和導(dǎo)線參數(shù)與GIL-架空混合線路中的架空線參數(shù)一致，采用頻率相關(guān)模型搭建GIL改造前的均勻架空線輸電線路模型。

3 GIL-架空線混合線路故障特性仿真

GIL的電氣參數(shù)與架空線之間存在差異，改造前后線路相同位置發(fā)生故障時，故障相電壓、電流會發(fā)生變化。

GIL-架空混合線路的故障分析方法與純架空線路基本相同，下面基于混合線路等效仿真模型，通過仿真總結(jié)提煉故障特性與純架空線路的差異性。通過在不同線路位置施加單相接地故障、兩相相間故障、兩相接地故障和三相接地故障，分析終端站1母線處檢測到的電壓和電流變化。通過GIL-架空線混合線路和純架空線路兩種情況下仿真計算得到的故障相電壓電流對比，得出二者故障特性的差異。

在混合線路模型中架空線1段上距離終端站1側(cè)電源母線7.5 km和15 km、GIL中點和終點、架空線2段距終端站2 4.5 km等5處分別發(fā)生故障，如圖5所示。設(shè)置在0.30 s時故障發(fā)生，故障持續(xù)時間為3個工頻周期，0.36 s故障切除。終端站1側(cè)PT、CT測量故障后電壓、電流波形。在所搭建的純架空線輸電線路模型中與混合線路相同的故障位置處發(fā)生故障，終端站1側(cè)PT、CT測量故障后電壓、電流波形，并和混合線路的故障電壓、電流波形進(jìn)行比較。圖6至圖13為距離終端站1側(cè)電源母線7.5 km處發(fā)生不同類型故障時，在終端站1母線處監(jiān)測到的混合線路系統(tǒng)與純架空線路系統(tǒng)的故障相電壓電流波形。

圖5 500 kV GIL-架空線混合線路故障位置

圖6 混合線路發(fā)生A相接地故障時故障相電壓、電流

1)A相接地故障

通過圖6和圖7對比，混合線路和純架空線路架空線1段距離終端站1側(cè)電源母線7.5 km處發(fā)生A相接地故障時，故障相電壓降低，電流增大。對比改造后混合線路和改造前純架空線路的故障電壓、電流可以看出改造前后故障相的電壓、電流變化很小，故障相電壓最大相差1.54%，故障相電流最大相差2.94%。

2)AB相間故障

通過圖8和圖9對比可以看出，混合線路和均勻線路架空線1段距離終端站1側(cè)電源母線7.5 km處發(fā)生AB相間故障時，故障相電壓降低，電流增大。對比改造后混合線路和改造前純架空線路的故障電壓、電流可以看出改造前后故障相的電壓、電流變化很小，故障相電壓最大相差0.58%，故障相電流最大相差0.82%。

圖8 混合線路發(fā)生AB相相間短路故障時故障相電壓、電流

圖9 純架空線路發(fā)生AB相相間短路故障時故障相電壓、電流

3)AB相接地故障

通過圖10和圖11對比可以看出，混合線路和均勻線路架空線1段距離終端站1側(cè)電源母線7.5 km處發(fā)生AB相接地故障時，故障相電壓降低，電流增大。對比改造后混合線路和改造前均勻架空線路的故障電壓、電流可以看出改造前后故障相的電壓、電流變化很小，故障相電壓最大相差0.96%，故障相電流最大相差0.79%。

圖10 混合線路發(fā)生AB相接地故障時故障相電壓、電流

圖11 純架空線路發(fā)生AB相接地故障時故障相電壓、電流

4)ABC三相接地故障

通過圖12和圖13對比可以看出，混合線路和均勻線路架空線1段距離終端站1側(cè)電源母線7.5 km處發(fā)生三相接地故障時電壓降低，電流增大；對比改造后混合線路和改造前均勻架空線路的故障電壓、電流可以看出改造前后故障相電壓最大相差0.85%，故障相電流最大相差1.02%。

圖12 混合線路發(fā)生ABC三相接地故障時故障相電壓、電流

圖13 純架空線路發(fā)生ABC三相接地故障時故障相電壓、電流

不同位置處發(fā)生故障時終端站1處母線監(jiān)測到的故障相電壓和電流的差異見表1。

表1 不同位置發(fā)生故障時混合線路和純架空線路故障相電壓電流差

從表1的混合線路和純架空線路的不同位置故障波形的仿真結(jié)果可以看出，當(dāng)故障位于GIL區(qū)段左側(cè)時，終端站1側(cè)PT、CT測量混合線路模型和均勻線路模型在同一故障位置的故障電壓、電流波形變化較小，電壓最大相差3.50%，電流最大相差5.19%。這主要是因為故障位于GIL左側(cè)時終端站1側(cè)故障回路中不包含GIL區(qū)段，故障電壓、電流波形變化不大。

當(dāng)故障位于GIL區(qū)段內(nèi)或右側(cè)時，終端站1側(cè)PT、CT測量混合線路模型和均勻線路模型在同一故障位置的故障電壓、電流波形變化較大，電壓最大相差8.67%，電流最大相差20.88%。這是因為故障位于GIL區(qū)段內(nèi)或右側(cè)時終端站1側(cè)故障回路中包含GIL區(qū)段，且GIL的電氣參數(shù)與架空線之間存在較大差異，故GIL改造前后故障波形變化較大。

通過以上仿真結(jié)果可知，架空線路部分改造為GIL后，由于輸電線路參數(shù)發(fā)生變化，故障相電壓電流與改造前存在差異。線路改造后，當(dāng)故障發(fā)生在GIL區(qū)段內(nèi)或右側(cè)時，終端站1監(jiān)測到的故障相暫態(tài)電流最大可增大20.88%，若改造后終端站1的進(jìn)線斷路器未更換，該電流可能會超過斷路器的暫態(tài)電流開斷能力，有必要對此進(jìn)行校核，以確?；旌暇€路發(fā)生短路故障時，斷路器能可靠切斷暫態(tài)故障電流。

4 結(jié) 語

針對某500 kV雙回架空線路部分改造為GIL的輸電線路工程，在PSCAD中建立了GIL-架空線混合線路模型和改造前的純架空線模型，在線路不同位置處設(shè)置短路故障，仿真計算了故障相電壓和電流，并對線路改造前后的故障相電壓、電流進(jìn)行了對比分析，結(jié)論如下：

1)當(dāng)故障點位于GIL左側(cè)時，同一故障位置的故障電壓、電流波形變化較小，電壓最大相差3.50%，電流最大相差5.19%；

2)當(dāng)故障點位于GIL中或右側(cè)時，同一故障位置的故障電壓、電流波形變化較大，電壓最大相差8.67%，電流最大相差20.88%。

3)由于架空線部分進(jìn)行GIL改造后，輸電線路的參數(shù)發(fā)生了變化，故障后終端站1母線處監(jiān)測到的暫態(tài)故障電流最大可增大20.88%，該電流可能會超過終端站1進(jìn)線斷路器的暫態(tài)電流開斷能力，有必要對此進(jìn)行校核，以確?；旌暇€路發(fā)生短路故障時，斷路器能可靠切斷暫態(tài)故障電流，保障設(shè)備安全。